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引言

汉江白河（夹河）水电站位于汉江上游干流，东距湖北省十堰市78 km，西距陕西省安康市146 km，是汉 江上游7级梯级水电站开发中的最后一级。工程规模为大（2）型，水库总库容2.67亿m3，调节库容2 142万m3，水 库调节性能为日调节，电站装机180 MW，装设4台单机 容量为45 MW的灯泡贯流式机组，其发电机型号为SFWG45-68/7750，发电机保护装置为北京四方GFH306E-103型发电机保护装置，以一回220 kV出线接入湖北省 电网。

 

机组投运一年多来，多次发生因机组逆功率保护 动作引起事故停机事件，为防范此类事件的发生，特分 析两起事故原因，并提出相应预防措施。 

 

1、发电机组逆功率保护动作原理及运行危害

 

发电机组逆功率保护又称“功率方向保护”。发电机组正常运行工况下，功率由发电机流向母线，发电机向系统输送有功功率。但当发电机失磁或调速器导叶异常关闭等原因导致运行中发电机甩负荷到0时，若发电机依然与电网并列，则会从电网吸收功率，发电机依 然保持旋转，其转速与周波相对应。此时发电机有可能变为电动机运行，即从电网中吸收有功功率，这就是逆 功率。当发生逆功率运行情况时，若机组较大，则从网 上吸电能较多，对正常运行的电网有一定影响，从发电机方面来说影响不是很大，但对于汽轮机来说影响则 很大，因为汽轮机逆功率运行，就是在无蒸汽下运行， 由于汽轮机主汽门已关闭，汽机尾部叶片与残留蒸汽产生摩擦而形成鼓风损耗，低压缸末几级叶片在没有

蒸汽冷却下发热很大且长时间运行对机组的安全工况不利。 

 

对于汽轮机小机组来说，一般都规定了无蒸汽运 行的最长允许时间，通常为3～5 min，在规定时间内如不能重新带上负荷就必须解列停机；对于汽轮机大机组来说，则装有逆功率保护，当发生逆功率运行情况时，直接动作于解列发电机。

 

灯泡贯流式水轮发电机组的逆功率运行与火电机组有很大区别：灯泡贯流式水轮机多安装在大流量、低 水头的水电站，机组转速较低，并且采取水平卧式安装在水面负高程，整个转轮室浸泡在水中。灯泡贯流式机 组若发生逆功率运行，旋转的叶片将使水流产生很大 的压力，而压力作用在导叶和水轮机的密封装置上容易导致设备损坏。低水流量使内部压力降低到某一限度，会在局部形成汽泡或汽穴，而后在压力升高的地方 汽穴重新凝聚、消失，会造成频率很高、压力很大的微 观水击，致使转轮叶片表面产生疲劳破坏、温度升高、 电离和化学腐蚀等作用，即“汽蚀现象”。同时，旋转水 流会在转轮室和尾水管中形成旋转脉动势能，使水轮 机产生较大振动，从而损坏组合轴承、水导轴承、转轮 室以及受油器、发电机等机械部件[1]。故灯泡贯流式机 组也要设置逆功率保护。 

 

为防止转轮叶片的汽蚀和机组振动过大，当逆功 率达到一定值时，发电机保护动作，逆功率保护设有一段两时限，短延时发信，长延时跳闸。逆功率保护的电压取自发电机机端PT，电流取自发电机机端CT，逻辑

框图如图1所示。

灯泡贯流式机组逆功率保护定值为10%左右，逆功 率跳闸延时根据需要，一般为5 s左右。本站发电机逆功 率保护动作整定值如下：逆功率保护功率为10%PGe（PGe为机组额定功率），告警时间（短延时）为3 s，长延时 段时间为6 s，动作出口跳闸。

 

2 逆功率保护动作原因及分析

2.1 施工人员误碰重锤关机电磁阀引起逆功率保护动作的事故停机

2.1.1 事故情况

2020年7月某日，电厂#1机组并网发电运行，机组 负荷为17 MW。上位机监控系统发出告警信号，上报 “#1机组有功越下限动作”“#1机组机端电压越下限” “#1机组转子电流低报警，闭锁减磁”“#1机组非发电态 动作”“#1机组有功减至空载动作”等报警信息，此时#1 机组振动增大，并发出轰鸣声。运行值班人员观察机组 负荷快速降低，此时减少至-2 MW。接着上位机监控上 报“#1机组逆功率告警”“#1机组逆功率保护动作”等信息。#1机组逆功率保护动作后，触发事故停机流程：机 端出口开关“夹01”分闸，机组灭磁开关分闸动作，调速 器停机令动作，重锤下落动作。停机后，运行人员立即 对机组进行初步检查，未许可关于#1机组的工作票，查 看#1机组发电机保护装置“逆功率动作”，其他设备未 出现故障、告警等信息。将此情况通知电气人员，以便 现场查找并分析事故原因。

 

2.1.2 事故处理及原因分析

电气人员查看计算机监控系统报表，在#1机组逆 功率保护动作前，#1机组运行正常，无设备故障、告警等信息。从16：38：27开始，#1机组导叶开度迅速减小，有功功率也从17.2 MW快速下降。16：38：36.664报发电机保护启动，16：38：39.646逆功率保护告警，逆功率发 信P=-25 . 25%，保护启动后6 002 ms逆功率出口为 P=-27.25%，逆功率保护动作。根据监控系统报文分析， 在未有任何负荷调整或故障报警的情况下，机组导叶 突然关闭，初步判定是导叶控制系统误动或接力器突 然失压引起。着重对#1机组调速系统进行检查，调速器 电调柜显示屏无告警信息，PLC运行正常，接力器油管路无喷油或漏油现象，油管路压力正常。导叶主配压力 油控制回路无漏油，重锤关闭电磁阀也无漏油现象。手 动将机组导叶缓慢打开，然后关闭。调速器主配未发现卡滞或油路堵塞现象，经检查未找出引起导叶自动关 闭的原因。运行人员查看各个设备监控发现，在#1机组 重锤关机电磁阀附近有施工人员在施工，且重锤关闭 电磁阀上有脚印，后询问得知施工人员误碰了重锤关机电磁按钮。重锤关机电磁阀动作后，触发重锤落下，强制将导叶全关。此时#1机组出口开关“夹01”还在合 闸位置，在导叶关闭过程中，机组出力从17.2 MW逐步

减少至0，导叶全关时，发电机组开始从系统吸收有功。

 

在发电机组吸收有功超过10%PGe（-4.5 MW）时，逆功率 保护启动并延时3 s告警，保护启动6 s后，发电机吸收有 功值12.02 MW，满足逆功率保护动作条件，逆功率保护 动作并触发停机流程。查清逆功率保护动作原因后，确 认为非设备故障引起的事故停机，组织维护人员检查 机组各转动部件，确认无损伤、漏油现象后，向省调申 请开机并网，机组带负荷运行正常，振动较之前无较大 变化。

 

2.2 人为误操作引起逆功率保护动作的事故停机

2.2.1 事故情况

2021年5月某日，运行人员向省调申请#1机组并网发电，20：40完成机组并网，进行负荷调整时，上位机下发“增开度指令”，计算机监控简报弹出“增开度指令复 归”，负荷一直维持在3.9 MW左右，上位机又下发几次增加负荷指令，负荷依然在3.9 MW左右。现地检查调速 器电调柜及调速器机调柜，未发现有故障报警。于是将 调速器控制方式切至“电手动”进行导叶开度现地调 整，导叶开度依然为24%，负荷在3.9 MW左右。查看参 数得知，电气开限定值为25%，因电气开限的限制，导叶无法打开。运行人员将调速器电调柜上A套装置电气开限调整为80%，现地增加导叶开度至30%、40%，导叶开 度按照预定值增加，然后通知中控室值班人员在上位

机下发负荷调整令，将负荷调整为26 MW，导叶开度由

30%开至71.1%，机组及调速器装置运行正常，稳定运 行2 min后，现场人员将调速器电调柜上正在运行的A 套装置切换至B套装置时，导叶开度立即由71.1%快速

降至22%，十几秒后，#1机组逆功率保护动作，引起事故 停机。

2.2.2 事故处理及原因分析

逆功率保护动作后，立即开展事故原因调查。调阅

20：51：28.882监控数据，运行人员将调速器电调柜上A 套装置切换至B套装置时，导叶开度立即由71.1%快速降 至22%，此时负荷由26.2 MW迅速下降，20：51：33.699负 荷降至-7.1 MW，20：51：35.699负荷降至最低点-7.2 MW，

20：51：39.641回升至-5.13 MW。#1发电机保护装置显 示20：51：33.699发电机保护启动，20：51：36.333逆功率 告警发信，此时功率P=-16.13%，保护启动6 056 ms后， 负荷P=-10.88%，满足逆功率保护动作条件，逆功率保

护动作，触发发电机组事故停机。事故停机后，电气人 员检查#1机组事故停机流程执行正常。监控系统无#1

机组负荷调节令，检查调速器无故障报警信息。

分析监控系统发送的告警信息、有功功率和导叶 开度，判断为调速器机端合闸信号断线，导致调速器电 调柜无法收到合闸信号，默认机组依然处于空转状态， 电气开限限制在25%以内的空转开限，故无法实现负荷 调整。从#1机端断路器辅助触点短接合闸信号给调速 器电调柜，发现调速器无法收到合闸信号，查找发现引入电调柜合闸信号线接线端子松动，致使调速器无法收到合闸信号。由于运行人员将调速器电调柜装置由A 套切至B套运行时，B套最大电气开限依然是25%，导叶 开度立即由A套开度71.1%陡降至B套默认的空转开度22%。此时在高负荷、导叶开度快速关闭下机组负荷下 降过快，导致从电网倒吸有功，倒吸有功功率数值达到逆功率保护动作定值，保护正确动作，触发事故停机。

 

2.3 防范措施 

（1）对现场施工加强安全管理，严格执行两票制度，工作中严格执行工作规程，并设专人监护，禁止违章作业、无监护操作，误碰设备时及时汇报中控室值班人 员，以便运行人员能够快速进行处理。 

 

（2）加强电气设备定期维护、检查，每年定期对各设备端子排进行紧固接线和检查，对易松动的接线、虚接线做专门处理。对重要开关、按钮进行防护，并张贴 醒目标志警示，防止因误碰引起事故停机。 

（3）开展有针对性的技术培训工作，运行人员应掌 握灯泡贯流式机组运行工况及特点，熟悉调速器操作 规程，具备故障现场分析能力、保护动作事故应急处理能力，以便在保护失灵的状态下迅速将机组安全停机，以免事故扩大。 

 

（4）缩短调速器维护周期，根据运行规程及设备管 理等要求，应避免调速器控制油路中的滤过器长期在一路运行，应定期化验调速器油样，保证油质合格；调 速器控制油路上的滤过器前后压差超过0.5 MPa时应及 时清洗滤过器。 以上措施可以大大降低调速器控制油路滤过器堵 塞及调速器比例阀发卡、主配发卡概率。应定期检查维 护调速器系统元器件，及时清扫盘柜，防止因调速器故障引起导叶全关而触发逆功率保护动作[2]。 

 

3 结语

随着我国对低水头径流式水电站的开发，灯泡贯流式机组应用越来越广泛，投产的机组容量也越来越 大。逆功率保护是灯泡贯流式水轮发电机组不可或缺 的保护，在机组运行中加强运行分析，并采取有效的预 防措施降低逆功率保护动作事故概率，对于提高灯泡贯流式水轮发电机组的运行可靠性，保证电力系统安 全运行有着重要意义。

 

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